五类绿证不可交易！国家能源局明确规定绿证核发
发布日期：2025/4/1
3月31日，国家能源局发布《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》（征求意见稿），明确规定绿证核发、交易过程中各个参与主体，可交易绿证，不可交易绿证，绿证有效期、绿证核销等内容。
1 绿证新规都有什么？
《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）（征求意见稿）》共十一章五十条，对绿证核发及相关管理工作进行了全面规范，旨在促进可再生能源电力消费，维护各方合法权益。
1.适用范围
适用于我国境内风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目电量对应绿证的核发及相关管理工作。
2.职责分工
国家能源局资质中心：负责绿证核发、划转、核销及相关管理工作；组织开展国家绿证核发交易系统业务信息维护，提出系统业务升级完善需求，配合国家能源局信息中心做好系统技术运行维护、应急处置等工作；组织异议处理。
国家可再生能源信息管理中心：配合国家能源局资质中心，为国家绿证核发交易系统建设、运维提供数据和技术支撑。
电网企业及电力交易机构：按月推送当月新增可再生能源并网项目信息，协助发电企业或项目业主完成建档立卡；按要求及时提供绿证核发所需信息并保证准确性；电力交易机构将绿证交易、核销信息实时同步至国家绿证核发交易系统。
发电企业 / 项目业主：项目建成并网一个月内完成建档立卡信息填报并提交审核，分期建设并网项目及时更新并网容量；对信息真实性、准确性负责；承诺不重复获取可再生能源电量环境价值收益。
省级能源主管部门：组织并督促发电企业或项目业主建档立卡，做好项目信息审核；统筹管理省级绿证账户，会同有关部门做好存量常规水电绿证分配。
3.账户类型
发电企业 / 项目业主账户：在国家可再生能源发电项目信息管理平台完成建档立卡后，信息自动推送至国家绿证核发交易系统，建立唯一实名绿证账户，可使用原平台注册账号登录参与相关操作。
绿证消费账户：中国大陆合法注册的经营主体及自然人可注册，发电企业、项目业主绿证账户与消费账户一致无需单独注册，其他电力用户可在国家绿证核发交易系统或相关交易平台注册，平台需在 1 个工作日内推送账户信息。
省级绿证账户：国家能源局资质中心为 31 个省级行政区及新疆生产建设兵团统一开设，用于查看区内绿证核发交易总体情况、接受特定绿证划转及参与交易等，由省级能源主管部门统筹管理。
境外用户账户：持有效证件通过绿证交易平台或国家绿证核发交易系统申请设立，港澳台地区和其他境外用户需分别提交相应证明材料及翻译件等。
4.可交易绿证
风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目上网电量，以及 2023 年 1 月 1 日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量，核发可交易绿证。此外，对于源网荷储、风光制氢（氨 / 醇）、燃煤自备电厂可再生能源替代等包含多种发电类型、储能装置的一体化项目，若项目业主委托电网企业或其他法定计量检定机构为不同的可再生能源发电设施单独装表计量，其符合条件的上网电量部分也可核发可交易绿证 。
5.不可交易绿证
项目自发自用电量、离网项目可再生能源发电电量和 2023 年 1 月 1 日（不含）之前投产的常规水电机组上网电量核发不可交易绿证。风光制氢（氨 / 醇）、燃煤自备电厂可再生能源替代项目的可再生能源发电电量，在现阶段也核发不可交易绿证 。
6.绿证有效期
绿证有效期 2 年，从电量生产所属自然月计为第 0 月，至第 24 月最后一个自然日止。2024 年 1 月 1 日（不含）之前的可再生能源发电项目电量，对应绿证有效期延至 2025 年 12 月 31 日 。
7.绿证核销
核销条件：超过有效期、已声明（认证）完成绿色电力消费、完成自愿减排量（CCER）核查和登记或已注销绿证账户内的绿证予以核销。
核销要求：用户购买绿证时确定环境权益归属地，绿证在归属地内核销，不得跨省核销；绿电交易电量、存量常规水电电量、自发自用的分布式光伏及分散式风电电量对应绿证的核销场景应与物理电量的消纳场景一致。
核销流程：国家绿证核发交易系统按月监测核销超期绿证，超期未交易绿证由交易平台强制下架后核销，环境权益归持有方确定的省级行政区；用能企业采购绿证后通过平台或系统提交核销申请用于证明绿色电力消费行为，审核通过后核销并生成核销信息表；国家绿证核发交易系统依据 CCER 注册登记平台共享信息，对海上风电、光热项目等特定项目绿证进行冻结和核销 。
2 绿证市场发展现状
中国绿证市场正处于从政策驱动向市场驱动转型的关键时期，2024 年核发量突破 47 亿张。
1.政策支持与制度框架完善
近年来，中国在绿证政策方面持续发力，通过一系列核心政策的颁布，逐步确立了绿证在可再生能源领域的重要地位。2023 年，《可再生能源绿色电力证书全覆盖通知》的发布，犹如一颗定心丸，明确了绿证作为我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，以及认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，这一规定极大地提升了绿证的权威性。
2024 年，《交易规则》的出台进一步细化了绿证交易的各项细则，明确了绿证为唯一环境属性凭证，为绿证市场的规范化发展提供了坚实的制度保障。同年，《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》提出了更为宏伟的目标，计划到 2027 年建成完善的交易制度，这不仅体现了国家对绿证市场发展的重视，也为市场参与者提供了清晰的发展方向。
2024 年实施的《中华人民共和国能源法》第三十四条，更是从法律层面明确了绿证作为绿色消费促进工具的地位。这一法律依据的赋予，使得绿证在推动可再生能源消费、促进绿色发展方面拥有了更强的法律效力和政策支持，为绿证市场的长期稳定发展奠定了坚实的法律基础。
为了进一步推动绿证市场的发展，中国在机制创新方面也取得了显著进展。在强制消费机制方面，2024 年将绿证消纳要求扩展至电解铝、钢铁、石化等高耗能行业及数据中心，这一举措具有重要意义。这些高耗能行业通常是能源消耗的大户，将其纳入绿证消纳范围，能够有效引导企业调整能源消费结构，增加可再生能源的使用比例。
根据规划，到 2030 年，这些行业的绿证消纳目标不低于全国可再生能源消纳权重均值（2023 年为 15.3%）。这一目标的设定，既考虑了行业的实际发展情况，又与国家整体的可再生能源发展战略相契合，有望通过强制手段推动高耗能行业的绿色转型。
在国际衔接方面，中国积极推动绿证国际互认，深度参与国际标准制定。例如，参与 ISO 14068 等国际标准的制定过程，这使得中国在全球绿证标准制定中拥有了更多的话语权，能够更好地将国内的绿证实践与国际标准相结合。同时，中国还与欧盟、东盟等地区积极探讨绿证互认合作。与欧盟的合作，有助于中国借鉴欧盟在绿证市场发展方面的先进经验，进一步完善国内的绿证制度；与东盟的合作，则能够促进区域内可再生能源的互联互通，推动绿色能源贸易的发展，提升中国绿证在国际市场上的认可度和影响力。
2.市场规模与交易进展
2024 年，中国绿证核发量呈现出爆发式增长，全年核发 47.34 亿张，这一数字相较于 2023 年增长了 205%，充分彰显了我国在可再生能源发电领域的迅猛发展态势。从能源类型来看，风电绿证占比 52%，光伏绿证占比 38%，水电绿证占比 8%，生物质绿证占比 2%，各类可再生能源发电项目全面开花，共同推动了绿证核发量的大幅增长。
然而，与核发量的火爆形成鲜明对比的是，绿证交易活跃度明显不足。2024 年交易量仅为 4.46 亿张，仅占核发量的 9.4%，这一比例与欧盟 GO 绿证 142% 的流动性水平相比，差距巨大。交易活跃度的低下，反映出我国绿证市场在交易机制、市场推广等方面存在一定的问题，亟待解决。
价格方面，风光绿证均价从 2022 年的 50 元 / 张降至 2024 年的 6 元 / 张，部分项目绿证价格甚至跌破 2 元 / 张，如西北地区低价光伏绿证。价格的持续低迷，使得可再生能源发电企业的绿色收益难以得到充分体现，影响了企业的积极性，也制约了绿证市场的健康发展。
在供给侧，五大发电集团（国家电投、华能等）凭借其在可再生能源发电领域的强大实力，贡献了超过 60% 的绿证，成为绿证供给的主力军。这些大型发电集团拥有丰富的资源和先进的技术，在推动可再生能源发电项目建设方面具有明显优势。同时，分布式光伏项目的占比不断提升，2024 年已达 15%，这得益于国家对分布式能源发展的大力支持以及分布式光伏技术的不断成熟，越来越多的小型发电主体参与到绿证供给市场中，丰富了市场的供给结构。
需求侧同样呈现出多元化的态势。出口企业（如比亚迪、宁德时代）、跨国公司（苹果、特斯拉中国工厂）采购占比达 40%，这些企业出于应对国际市场绿色贸易壁垒、提升企业绿色形象等考虑，对绿证有着强烈的需求。2024 年新增 2000 余家中小企业入市，进一步扩大了绿证的需求群体。中小企业的加入，不仅增加了市场的活力，也反映出绿证在促进企业绿色发展方面的吸引力不断增强，越来越多的企业认识到绿证在提升企业竞争力方面的重要作用。
3.国际认可进展与挑战
I - REC 退出中国后，国内的 GEC 迅速填补了 80% 的市场份额，这一成绩的取得，得益于 GEC 在国内市场的深耕细作以及政策的有力支持。GEC 在证书核发、交易管理等方面不断优化，逐渐赢得了市场的认可。然而，跨国企业在满足自身需求时，仍有 35% 的比例通过跨境采购（如东南亚 I - REC）来实现。这一现象表明，尽管 GEC 在国内占据了较大市场份额，但在满足跨国企业特定需求方面，仍存在一定的局限性。跨国企业由于其全球供应链的特点，对绿证的通用性和国际认可度有着更高的要求，而目前国内绿证在这方面还需要进一步提升，以更好地满足跨国企业的需求，提高在国际市场的竞争力。
2024 年，中欧签订绿证互认备忘录，这无疑是中国绿证国际认可进程中的一个重大突破。根据备忘录，欧盟认可中国绿证在 CBAM 核算中的等效性，这意味着中国企业在向欧盟出口产品时，使用中国绿证可以有效应对欧盟的碳边境调节机制，降低企业的碳成本，提升产品的国际竞争力。这一互认成果的取得，是中欧双方在绿色能源领域长期合作与交流的结晶，为双方在可再生能源领域的进一步合作奠定了坚实基础。
然而，在与美国的互认方面，目前仍面临挑战。美国仅承认 REC，对中国绿证尚未认可。美国作为全球重要的经济体和能源消费大国，其市场对绿证的认可度对于中国绿证的国际推广至关重要。中美在绿证标准、政策法规等方面存在一定差异，这是导致互认困难的主要原因。未来，需要通过加强双边沟通与合作，逐步缩小差异，推动中国绿证在美国市场的认可，进一步提升中国绿证的国际影响力。
RE100 对 GEC 的认可存在一定条件，企业需要额外提交环境权益唯一性证明，这一要求无疑增加了出口企业的合规成本，据估算，成本增加幅度在 20% - 30% 之间。环境权益唯一性证明的获取需要企业投入更多的人力、物力和财力，对企业的运营成本造成了较大压力。这也反映出中国绿证在国际标准衔接方面存在不足，需要进一步优化标准体系，与国际主流标准接轨，以降低企业的合规成本，提高中国绿证在国际市场的接受度。
全球可再生能源追踪系统（APX Tigrs）尚未接入中国绿证数据，这对跨国供应链认证产生了不利影响。在全球化的背景下，跨国供应链对可再生能源的追踪和认证要求日益严格，APX Tigrs 作为国际上重要的可再生能源追踪系统，其未接入中国绿证数据，使得中国企业在参与跨国供应链时面临认证困难，影响了企业的国际业务拓展。因此，推动中国绿证数据接入国际追踪系统，是提升中国绿证国际认可度、促进跨国供应链绿色发展的迫切需求。
3 绿证市场有什么变化？
随着《可再生能源绿色电力证书核发实施细则》的落地实施，绿证市场正经历着全方位、深层次的变革。
1.市场规范化程度显著提升
国家能源局对绿证核发、划转、核销实施统一管理，由国家能源局资质中心统一组织核发工作。细则规定以电网企业、电力交易机构推送数据为基础，与发电企业或项目业主数据核对后主动核发绿证，确保全过程数据真实可信、防篡改、可追溯。这一举措改变了以往核发过程中可能存在的数据不规范、不透明问题，使得绿证核发流程更加严谨、规范，提高了绿证的权威性和公信力。
绿证账户类型丰富，包括发电企业或项目业主账户、绿证消费账户、省级绿证账户、代理机构账户和境外用户账户。对于不同类型账户的注册、变更、注销等操作都有明确规定。例如，发电企业或项目业主在国家可再生能源发电项目信息管理平台完成建档立卡后，相关信息自动推送至国家绿证核发交易系统建立唯一实名绿证账户；绿证消费账户的注册也有清晰的流程，不同主体可通过相应平台完成注册并在规定时间内将账户信息推送至国家绿证核发交易系统。这种完善的账户管理体系为绿证的交易、持有和使用提供了安全、有序的基础保障。
国家能源局各派出机构会同地方政府相关部门对辖区内绿证制度实施情况进行严格监管。对于违法违规行为依法进行查处，同时建立了绿证追退补机制。当发现绿证核发有误时，能够及时纠正，保证了市场的公平公正，维护了市场参与者的合法权益，使得绿证市场在健康的轨道上运行。
2.交易规模与活跃度将获提升
可交易绿证的核发范围动态调整，除了传统的风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目上网电量外，2023 年 1 月 1 日（含）以后新投产的完全市场化常规水电机组上网电量也可核发可交易绿证。这一举措使得市场上可交易绿证的供给显著增加。例如，生物质、分布式光伏等新增项目预计将为绿证市场带来 20% 的增量，预计到 2025 年绿证核发量有望突破 60 亿张，为市场交易提供了更丰富的资源。
绿证交易平台从单一的中国绿色电力证书交易平台扩展到北京、广州、内蒙古电力交易中心等多个平台，并且后续还将适时拓展至国家认可的其他交易平台。买卖双方可自由选择交易平台开展交易，这增加了市场的竞争活力，各交易平台为吸引客户会不断优化服务、提高交易效率，同时也为市场参与者提供了更多便利，降低了交易成本，从而提升了市场的整体活跃度。
绿证交易方式包括双边协商、挂牌和集中竞价三种。双边协商方式给予交易双方充分的沟通和协商空间，可根据各自需求达成个性化的交易协议；挂牌交易为买卖双方提供了一个公开透明的交易场所，方便双方寻找合适的交易对象；集中竞价则通过市场竞争形成价格，能够更准确地反映市场供需关系。不同的交易方式满足了不同市场主体的需求，激发了市场活力，促进了绿证的交易流通。
3.市场供需与价格机制优化
细则规定国家能源局资质中心依托国家绿证核发交易系统按月对可再生能源发电电量核发绿证，每 1000 千瓦时可再生能源电量核发 1 个绿证，不足核发 1 个绿证的当月电量结转至次月。这种按月批量核发的方式使绿证的供给更加稳定、规律。同时，对于一些特殊项目，如源网荷储、风光制氢（氨 / 醇）等一体化项目，明确了单独装表计量和核发绿证的规则，保障了各类可再生能源项目的环境权益得到合理体现，进一步优化了绿证的供给结构，激励了可再生能源项目的发展。
随着绿证在可再生能源电力消费量核算、绿色电力消费认证、衔接碳市场等方面的应用场景不断拓展，越来越多的企业和机构为了满足自身的绿色发展需求、完成相关考核指标或提升企业形象，积极购买绿证。例如，一些大型活动如杭州亚运会、上海进博会等均通过购买绿证实现 100% 绿色用能；部分企业为了应对国际绿色贸易规则，降低产品碳足迹，也纷纷加入绿证购买行列，使得绿证的市场需求持续增长。
绿证价格通过市场化方式形成，任何单位不得采取强制性手段直接或间接干扰绿证交易价格形成机制、限制绿证交易区域等。市场供需关系将在绿证价格形成中发挥更大作用。随着市场供给的增加和需求的拓展，绿证价格将更加合理地反映绿色电力的环境价值。例如，风光绿证均价从 2024 年的 6 元 / 张回升至合理区间（15 - 20 元 / 张），与国际绿证（I - REC 约 10 元 / 张）的价差逐渐缩小，价格机制的优化有利于市场资源的合理配置。
4.与其他市场的衔接更加紧密
虽然目前细则未明确绿证与碳市场的具体衔接规则，但已经为两者的协同发展留出空间。研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调，为后续推动将绿证纳入碳市场相关核算体系创造条件。一些地方试点如广东，已允许绿证抵扣 10% 的碳排放配额，这为全国范围内碳市场与绿证的衔接提供了实践经验。未来，绿证有望在碳市场中发挥重要作用，企业可以通过购买绿证来满足碳市场的相关要求，促进两个市场的协同发展，实现更大范围的资源优化配置。
绿色电力交易电量对应绿证随交易电量同步划转，绿电交易中用户同步获得绿色电力和绿证，通过在交易合同中明确绿证价格体现绿色环境价值。这种绿证与电力市场的紧密融合，使得电力资源和环境权益能够在一个统一的市场框架内进行优化配置。一方面，发电企业可以通过出售绿证获得额外的环境价值收益，激励其加大可再生能源发电的投入；另一方面，用户在购买绿色电力的同时获得绿证，满足了其对绿色电力消费的需求，促进了绿色电力在电力市场中的流通和消费。
来源：绿创碳和
